СПОСОБ ШАХТНОЙ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 1995 года по МПК E21B43/24 

Изобретение относится к третичным методам добычи нефти, а именно к шахтному способу добычи нефти с использованием тепла, и может быть использовано в нефтяной промышленности при разработке месторождений с высоковязкими нефтями и подвижными (текучими) битумами.

Известен способ шахтной разработки нефтяной залежи [1] заключающийся в разогреве пласта до температуры текучести нефти закачкой теплоносителя через нагнетательные и эксплуатационные скважины с последующим поддержанием пластовой температуры путем циклической закачки пара через нагнетательные скважины и циклического отбора нефти через эксплуатационные скважины, в котором подачу пара осуществляют через нагнетательные скважины с интервалом времени
t₁ C ˙ γ ˙ τ˙ L²/l, (1) где с теплоемкость пласта, Дж/град;
l температуропроводность пласта, м²/с;
γ- удельный вес пласта, н/м³;
L линейный масштаб, м;
τ- безразмерное время (0 < τ< 1),
а отбор нефти из добывающих скважин производят с интервалом времени, определенным из соотношения
t₃= , (2) где А расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами, м;
ΔР перепад давления в нефтеносном пласте между нагнетательными и добывающими скважинами, н/м²,
μ- вязкость нефти, нс/м²,
m пористость нефтеносного пласта, доли ед.

k проницаемость нефтеносного пласта, Д;
ρ₁-ρ₂- изменение насыщенности нефтеносного пласта теплоносителем за цикл;
В безразмерный параметр, причем t₁ кратен t₃ в соотношении
n 60 (3)
Недостатком данного способа является то, что в условиях неоднородного пласта с помощью циклического нагнетания пара и отбора нефти по предлагаемым формулам невозможно обеспечить равномерность распределения тепла в пласте. Это объясняется тем, что значения, стоящие в выражении (2), не являются постоянными величинами для реальных условий нефтяного пласта. А именно проницаемость k в условиях неоднородного пласта меняется в широких пределах из-за наличия трещин, наслоений, присутствия низкопроницаемых прослоев и включений и т. д. Перепад давления Δ Р между добывающими и нагнетательными скважинами также не может быть одинаковым из-за того, что в нагнетательных скважинах нет равномерного распределения температуры по стволу скважины. Изменяется и расстояние А между скважинами в случае радиального размещения последних в горизонтальной плоскости. Перечисленные выше параметры, не имеющие постоянного значения, обусловливают неравномерность продвижения теплоносителя в пласте, что приводит к неравномерности прогрева и созданию зон с разной вязкостью пластовой нефти из-за ее неодинаковой температуры.

Следовательно, приток нефти в скважину при разогреве неоднородного пласта теплоносителем, а следовательно и дебит, не имеют прямой и постоянной зависимости от параметров, указанных в формуле [2] Естественно, что и критериев для выбора режима отбора нефти из добывающих скважин, постоянных во времени и одинаковых для всех скважин, нет.

Цель изобретения обеспечение регулирования режима работы добывающих скважин, что увеличивает нефтеотдачу пласта за счет увеличения охвата пласта прогревом и вытеснением.

Цель достигается тем, что в способе шахтной разработки нефтяной залежи, включающем разогрев пласта путем закачки теплоносителя и последующий отбор нефти через добывающие скважины, предварительно определяют дебиты добывающих скважин, затем скважины с максимальным дебитом закрывают, а время отбора нефти через остальные скважины ограничивают до достижения ими максимального значения дебита, одновременно закрывая скважины с достигнутым значением максимального дебита, при этом при достижении всеми добывающими скважинами максимального дебита осуществляют отбор нефти через них, а максимально возможное время эксплуатации каждой из добывающих скважин определяют в соответствии с выражением:
K_tэкспл.= 1 , (а) где K_tэкспл. коэффициент времени эксплуатации скважины;
q_н начальный дебит скважины, м³/сут;
q_max дебит наиболее продуктивной скважины на участке, м³/сут.

За максимальный дебит q_max принимают дебит наиболее продуктивной скважины на участке, определенный в результате первого замера после начала эксплуатации скважин, а также постоянное значение дебита скважины, определяемое в результате 2-х-3-х замеров в процессе эксплуатации, так как в этом случае скважина достигает своего максимального дебита, обусловленного геолого-технической характеристикой скважины и пласта.

При разработке месторождений термошахтным способом нефтеносный пласт разбуривают густой сеткой скважин и ведут разработку месторождения, используя для снижения вязкости нефти теплоноситель, который закачивают в пласт через нагнетательные скважины или циклично через добывающие скважины.

При нагнетании теплоносителя через нагнетательные скважины и отборе нефти через добывающие теплоноситель выполняет добавочно роль вытесняющего агента. При этом в механизме нефтеизвлечения участвуют такие факторы, как температурное расширение пластовых флюидов и горной породы-коллектора, вытеснение нефти вытесняющим агентом, гравитация и капиллярная пропитка (вытеснение). Нагнетаемый теплоноситель (пар, горячая вода, паровоздушная смесь и т. д.), двигаясь по пласту в направлении от нагнетательной к добывающей скважины, вытесняет впереди себя нефть из пор, трещин, слоевых контактов и т.д. в добывающую скважину. Газообразные теплоносители, такие как пар или паровоздушная смесь, при нагнетании в холодный пласт конденсируются, и вытеснение нефти осуществляется конденсатом.

До тех пор пока в скважину не произошло прорыва вытесняющего агента для процесса вытеснения выполняется условие материального баланса
Q_н Q_ост. + Q_a, (4) где Q_н начальные запасы нефти на участке, м³;
Q_ост остаточные запасы нефти на участке, м³;
Q_a количество закачанного вытесняющего агента, м³.

Физическая сущность этого выражения заключается в том, что объем закачанного агента равен объему отобранных из пласта флюидов. Эта закономерность выполняется до прорыва вытесняющего агента в скважину. После прорыва вытесняющего агента дебит нефти резко снижается и условия уравнения материального баланса не выполняются вследствие прямого перетока тепла из нагнетательной скважины в добывающую.

В трещиноватых или(и) слоистых коллекторах вышеописанный процесс проскальзывания усугубляется из-за разных соотношений проницаемости в пласте и трещинах.

Исходя из уравнения (4) следует, что скорость продвижения фронта вытесняющий агент нефть до прорыва вытесняющего агента в скважину находится в прямой зависимости от количества добываемой нефти и следовательно может регулироваться дебитом скважин.

В свою очередь коэффициент вытеснения нефти из пласта зависит от скорости вытеснения нефти из коллектора. Особенно это выражено при наличии трещиноватых или слоистых пластов, в которых вытесняющий агент прорывается по трещинам или межслоевым контактам в добывающие скважины, а межтрещинные блоки не подвергаются воздействию вытесняющего эффекта. Извлечение нефти из межтрещинных блоков осуществляется в основном за счет капиллярной пропитки. При большой скорости движения фронта вытеснения вытесняющий агент быстро прорывается в добывающие скважины. За это время межтрещинные блоки не успевают подвергнуться процессу капиллярной пропитки из-за малых скоростей движения жидкости в капиллярах.

Следовательно, при более медленном продвижении фронта вытеснения достигается большая нефтеотдача.

Способ осуществляют следующим образом.

Создают совокупность подземных горных выработок, включающую в себя шахтные стволы, околоствольные выработки, штреки и рабочие галереи. Бурят из указанных рабочих галерей нагнетательные и эксплуатационные скважины. Подают теплоноситель в нефтеносный пласт для разогрева до температуры, при которой нефть приобретает необходимую текучесть.

Предлагаемый способ предполагается использовать на Ярегском месторождении тяжелой нефти, расположенном в Коми республике.

Нефтяная залежь характеризуется следующими свойствами: глубина залегания от дневной поверхности 180-200 м; толщина пласта средняя 26 м; пористость средняя 26% проницаемость пласта (абсолютная) 3Д; вязкость нефти (динамическая) при t 6^оС 15 Па ˙с; вязкость нефти при t 100^оС 30˙ 10^-3 Па ˙с.

На одном из участков нефтешахты N 1 площадью 10⁴ м² в 1994 г предполагается провести испытание способа.

Данный участок в плане имеет форму сектора и разбурен 16-ю добывающими скважинами длиной 250 м каждая. Устья скважин расположены в буровой галерее, находящейся в подошве продуктивного пласта. Забои скважин расположены по периметру участка в три яруса (на трех уровнях). Нижний ярус (5 скважин) забои у подошвы пласта. Эти скважины расположены в горизонтальной плоскости (без наклона). Средний ярус (6 скважин) забои в средине пласта, угол наклона этих скважин 1^о. Верхний ярус (5 скважин) забои у кровли продуктивного пласта, угол наклона 2^о. Расстояние между забоями скважин (сетка скважин) 15 м.

Скважины обсажены на глубину 14 м от устья и оборудованы задвижками для слива жидкости, притекаемой из пласта. Стволы скважин на глубину 236 м не обсажены. Диаметр скважин 97 мм.

Нагнетание пара на участке предусматривается производить через вертикальные скважины. Эти скважины пробурены из горных выработок, находящихся выше кровли продуктивного пласта на 10 м. Нагнетательные скважины обсажены до кровли пласта и снабжены паронагнетательной колонной с пакером. Скважина в интервале пласта не обсажена и имеет диаметр 97 мм. Сетка этих скважин 15 м. Количество скважин 35 шт. Устья обвязаны в единую систему и присоединены к участковому паропроводу.

При достижении продуктивным пластом в процессе прогрева его теплоносителем температуры текучести нефти 60^оС определяют дебиты добывающих скважин. В конкретном случае используют среднестатистические данные по Ярегскому месторождению и принимают следующие значения: скважины N 1-5 q 0; скважины N 6-8 q 0,1 м³/сут; скважины N 9-10 q 0,5 м³/сут; скважины N 11-12 q 1,0 м³/сут; скважины N 13-14 q 3 м³/сут; скважины N 15-16 q 9 м³/сут.

Руководствуясь предлагаемым способом, скважины N 15 и 16 закрывают и определяют коэффициент времени эксплуатации для остальных скважин.

K_tэкспл.= 1 , где q дебит скважины, м³/сут;
q_max дебит наиболее продуктивной скважины, м³/сут;
К_1-5 1;
K_6-8= 1 0,98;
K_9-10= 1 0,95;
K_11-12= 1 0,89;
K_13-14= 1 0,66.

Время эксплуатации скважин определяют по формуле
t_экспл. T˙ k, где Т промежуток времени, измеряемый сутками;
t= 0,98 Т или 23,5 ч в сутки;
t= 0,95 Т 22,8 ч в сутки;
t= 0,89 Т 21,4 ч в сутки;
t= 0,66 Т 15,8 ч в сутки.

Скважины N 1-5 открыты в течение суток постоянно.

В процессе эксплуатации производят замеры дебитов скважин с периодом, равным десяти суткам.

Через первые десять суток замер показал, что изменений в дебитах скважин не произошло. Поэтому скважины продолжают эксплуатировать в таком же режиме.

По истечении второй декады замер показал следующие дебиты: скважины N 1-3 0; скважины N 4-5 2,0 м³/сут; скважины N 6-8 4,0 м³/сут; скважины N 9-10 5,0 м³/сут; скважины N 11-12 6,0 м³/сут; скважинa N 13 3,0 м³/сут; скважина N 14 9,5 м³/сут.

Согласно способа делают следующую корректировку во времени эксплуатации скважин.

К_1-3 1;
K_4-5= 1- 0,78;
K_6-8= 1- 0,56;
K_9-10 1- 0,45;
K_11-12= 1- 0,34;
K₁₃= 1- 0,66;
Скважину N 14 закрывают, а время эксплуатации остальных будет следующим: скважины N 1-3 открыты полностью (в течение всех суток); скважины N 4-5 19 ч в сутки; скважины N 6-8 13,4 ч в сутки; скважины N 9-10 10,8 ч в сутки; скважины N 11-12 8,16 ч в сутки; скважина N 13 15,8 ч в сутки.

Эксплуатацию скважин в третьей декаде производят согласно этому режиму.

По истечении третьей декады после проведения замера определено, что изменения в дебитах следующие: скважины N 1-3 0; скважины N 4-5 3,0 м³/сут; скважины N 6-8 5,0 м³/сут; скважины N 9-10 8,0 м³/сут; скважины N 11-12 10,0 м³/сут; скважины N 13 3,0 м³/сут; скважины N 11-12 закрывают из-за достижения ими q_max. Закрывают также и скважину N 13, так как ее дебит в течение трех декад не изменился. Это значит, что скважина достигла своего максимального дебита. А увеличение его до q_max невозможно из-за геолого-технических характеристик самой скважины (заглинитизированность стенок скважин или их обрушение, запескованность ствола скважины и т.д.). В этом случае скважину останавливают и при возможности (необходимости) проводят геолого-технические мероприятия по увеличению пропускной способности ствола и призабойной зоны скважины. А по остальным скважинам делают корректировку времени эксплуатации: скважины N 1-3: К_1-3 1; t 24 ч/сут; скважины N 4у-5:К_4-5 0,66; t 15,8 ч в сутки; скважины N 6-8:К_6-8 0,45; t 10,8 ч в сутки; скважины N 9-10:К_9-10 0,2; t 2,88 ч в сутки.

Замер дебитов в конце четвертой декады показал: скважины N 1-2 0; скважины N 3 2 м³/сут; скважины N 4-5 8 м³/сут; скважины N 6-8 10 м³/сут; скважины N 9-10 11 м³/сут.

Скважины 6, 8, 9, 10 закрывают, а для остальных делают следующую корректировку: скважины N 1-2:К_1-2 1; t 24 ч в сут; скважина N 3:К₃= 0,78; t 19 ч в сут; скважины N 4-5:К_4-5 0,2; t 2,88 ч в сут.

По истечении пятой декады замер показал следующие результаты: скважины N 4-5 16 м³/сут; скважина N 3 10 м³/сут; скважина N 2 8 м³/сут; скважина N 1 5 м³/сут.

Скважины N 3, 4, 5 закрывают, а для скважин N 1 и 2 устанавливают следующее время эксплуатации: скважина N 2:К₂ 0,12; t 2,88 ч в сут; скважина N 1: К₁ 0,45; t 10,8 ч в сут.

По окончании шестой декады замер показал, что все скважины (N 1 и N 2) превысили q_max. Поэтому начиная с этого времени, все скважины эксплуатируют с максимально возможным временем эксплуатации.

При таком режиме эксплуатации происходит более равномерный охват пласта тепловым воздействием и капиллярной пропиткой. Это достигается тем, что скорость движения вытесняющего агента в пласте регулируют в зависимости от дебита добывающих скважин, который в свою очередь зависит от скорости движения вытесняющего агента в пласте по пути от нагнетательной скважины к добывающей. Выравнивание фронта вытеснения ведет к увеличению охвата пласта тепловым воздействием и капиллярным вытеснением.

Изобретение относится к третичным методам добычи нефти, а именно к шахтному способу добычи нефти с использованием тепла, и может быть использовано в нефтяной промышленности при разработке месторождений с высоковязкими нефтями и подвижными битумами. Создают совокупность подземных горных выработок. Из рабочих галерей бурят нагнетательные и эксплуатационные скважины. Определяют начальные дебиты добывающих скважин. Скважины с максимальным дебитом закрывают, а в нагнетательные скважины закачивают теплоноситель. При достижении каждой отдельной и всеми добывающими скважинами дебита, равного максимальному дебиту, все скважины эксплуатируют с максимально возможным временем эксплуатации до достижении проектной нефтеотдачи на участке.

СПОСОБ ШАХТНОЙ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ, включающий разогрев пласта путем закачки теплоносителя и последующий отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что предварительно определяют дебиты добывающих скважин, затем скважины с максимальным дебитом закрывают, а время отбора нефти через остальные скважины ограничивают до достижения ими максимального значения дебита, одновременно закрывая скважины с достигнутым значением максимального дебита, при этом при достижении всеми добывающими скважинами максимального дебита осуществляют отбор нефти через них, а максимально возможное время эксплуатации каждой из добывающих скважин определяют в соответствии с выражением
K_tэкспл 1 q_н/q_макс,
где К_tэксп коэффициент времени эксплуатации скважины;
q_н начальный дебит скважины м³/сут;
q_макс дебит наиболее продуктивной скважины на участке, м³/сут.